Моделирование притока нефти к горизонтальным скважинам в газонефтяных зонах нефтяных оторочек и пластов с газовой шапкой

• Автор: Самоловов, Дмитрий Алексеевич
• Шифр специальности: 01.02.05
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2015
• Место защиты: Тюмень
• Количество страниц: 95 с. : ил.

Оглавление
Глава №1. Введение
1.1 Описание объекта
1.2 Цель работы
1.3 Обзор литературы
1.3.1 Сравнение различных систем разработки нефтяных оторочек
1.3.2 Методики расчета критического дебита
1.3.3 Расчет с прорывом газа
1.3.4 Оценка влияния трения в стволе скважины
1.3.5 Технико-экономические модели разработки нефтяных месторождений
1.4 Задачи работы
Глава №2. Продуктивность горизонтальных скважин на месторождениях с нефтяными оторочками
2.1 Коэффициент продуктивности горизонтальных скважин в газонефтяной зоне нефтяных оторочек
2.2 Анализ устойчивости решения для работы скважины с рассчитанным дебитом
2.3 Зависимость устойчивого критического дебита от времени
Глава №3. Коэффициент продуктивности длинных ГС
3.1 Система добычи нефти
3.2 Вязкое трение в стволе горизонтальной скважины
Без выравнивания профиля притока
Уравнения движения
Ламинарный режим
Турбулентный режим
С выравниванием профиля притока
Уравнения движения
3.3 Вязкое трение в НКТ
Глава №4. Технико-экономический анализ
4.1 Технико-экономическая модель
4.2 Технико-экономический анализ безгазового режима работы
4.3 Модель стоимости скважины
4.4 Анализ стоимостной модели скважины
4.5 Критерий оптимальности длины ствола горизонтальной скважины
Основные результаты и выводы:
Список литературы

Глава №1. Введение
1.1 Описание объекта
Нефтяная оторочка это нефтяная часть нефтегазоконденсатной залежи, запасы газа которой значительно выше запасов нефти. Многие нефтегазоконденсатные месторождения, на которых в настоящее время ведется промышленная добыча газа, имеют также нефтяную оторочку. Существуют нефтяные оторочки краевого типа, расположенные по периметру газовой части, а также подстилающего, большая часть которых расположена в подгазовой зоне (рисунок 1.1).
а) б)
Рис. 1.1. Виды нефтяных оторочек - краевого (а) и подстилающего (б) типа.
Контактный характер запасов нефти и газа приводит к тому, что создание градиента давления в нефтяной части для добычи нефти приводит к возникновению градиента давления во всей системе, в том числе в газовой части, поэтому в определенной момент кроме притока нефти в скважину возникает также приток газа, уменьшающий продуктивность по нефти. Из-за схождения линий тока в призабойной зоне скважины наибольшие градиенты давления наблюдаются в околоскважинном пространстве, поэтому форма фронта движения газа к добывающим нефтяным скважинам имеет вид конуса (рисунок 1.2).
а) б)
Рис. 1.2. Процесс образования конуса газа для вертикальных (а) и горизонтальных (б) скважин.

Высокая подвижность газа по отношению к нефти приводит к тому, что создание градиента давления в призабойной зоне добывающей нефтяной скважины, превышающего определенное критическое значение, вызываетдвижение газа в виде узких языков вытеснения (рисунок 1.3).
Рис. 1.3. Движение газа в виде языков вытеснения, прорывающихся к добывающим нефтяным
скважинам.
Такой характер движения газа - следствие неустойчивости типа 8аПтап-Тау1ог, возникающей при вытеснении менее вязким флюидом более вязкого. Это явление достаточно подробно изучено экспериментально [1-5] и теоретически [6-16]. Отрицательной стороной такого режима вытеснения нефти является относительно невысокий объем порового пространства, из которого вытесняется нефть. В зависимости от того, какая доля запасов месторождения расположена в подгазовой зоне, нестабильное вытеснение нефти газом оказывает более или менее негативное влияние на величину нефтеотдачи.
Численные эксперименты показывают, что при добыче нефти из оторочек краевого типа горизонтальными скважинами некоторое время газ движется по кровле пласта, после чего над скважиной образуется газонасыщенная зона, далее процесс аналогичен конусообразованию в газонефтяных зонах нефтяных оторочек подстилающего типа (рисунок 1.4).
Рис. 1.4. Движение газа при добыче нефти из оторочек краевого типа.
Чем большая часть запасов нефти расположена по периметру газовой шапки месторождения, тем более критично влияние прорывов газа на эффективность разработки.
В данной работе рассматриваются нефтяные оторочки подстилающего типа.
Как показывают реальные и численные эксперименты, для подгазовых зон коэффициент охвата вытеснением нефти газом на момент прорыва газа в виде языков вытеснения составляет порядка

участок ствола с ламинарным режимом течения вносит малую часть в общий перепад давления в большинстве случаев.
Течение в пласте
Градиент давления вдоль ствола горизонтальной скважины предполагается много меньшим по сравнению с градиентом давления, перпендикулярным стволу горизонтальной скважины. Следовательно, пласт может быть разделен на тонкие вертикальные сечения, перпендикулярные скважине, в каждом из которых поток независим от других сечений. Радиальным потоком вблизи окончания горизонтальной скважины пренебрегают, однако его можно включить в расчет. Пласт считается однородным, а скважина расположенной параллельно границе постоянного давления, поэтому удельный коэффициент продуктивности на единицу длины распределен равномерно вдоль ствола горизонтальной скважины.
Уравнения движения
Поток в скважине и пласта описывается тремя уравнениями. На рисунке 1.21 представлен вклад от каждой компоненты в случае латерального течения.
, где Яе - поток с единицы длина скважины, 1, - удельный коэффициент продуктивности с единицы длины скважины, р, - давление на границе постоянного давления, р„ - давление в стволе скважины, х - координата вдоль горизонтального ствола скважины. Отмечается, что уравнение (3.85) верно если градиент давления вдоль ствола горизонтальной скважины мал по сравнению с градиентом давления, перпендикулярным горизонтальной скважине. Для того чтобы Т был постоянным, необходимо чтобы расстояние от скважины до границы постоянного давления было
Рис.1.21.
Течение в пласте описывается уравнением (3.85):
ЧеОО = ЦРі - РшОО)
(3.85)